Термобарические условия в скважине

Обновлено: 07.07.2024

Нефть, Газ и Энергетика

Природная группа факторов: термобарические условия в скважине, тектонические нарушения, ФЕС коллектора и степень его неоднородности, положение продуктивных пластов по отношению к подошвенным и пластовым водам.

Влияние природных факторов оценено в настоящее время неполно в следствии сложности моделирования процессов, отсутствия аппаратуры и соответствующих методик.

Технико-технологические факторы:

Организационные факторы:

Действие температур

Рост температуры с 20 до 75?С обеспечивает увеличение прочности цементного камня в течении всего периода твердения. Увеличение температуры до 110?С приводит к снижению прочности с одновременным увеличением проницаемости цементного камня. Другой причиной увеличения проницаемости цементного камня является усадка в процессе твердения, вследствии содержания в портландцементе до 60 % оксида кальция и последующего его выщелачивания гидрооксида кальция при его взаимодействии с кальцийсодержащими пластовыми флюидами.

На месторождении с АВПД наиболее опасны заколонные нефтегазопроявления . Для их предупреждения необходимо:

Расположение продуктивного пласта

При расстоянии между продуктивным и напорными горизонтами менее 10 метров приводит к преждевременному обводнению скважин, число таких скважин достигает 30 %.

Цементное кольцо выдерживает перепад давления до 10 МПа при толщине разобщающей перемычки более 5 м, при толщине такой перемычки меньше указанной величины необходима установка заколонных пакеров.

Эффективность крепления с использованием от одного до четырех пакеров показал опыт работ на Самотлорском, Федоровском, Суторминском и Лянторском месторождениях.

Процесс цементирования с использование пакеров предусматривает расширения уплотни тельного рукава пакера с герметизацией затрубного пространства перед открытием циркуляционных отверстий, через которую цементирую колонну выше пакера.

Практика применения заколонных пакеров показала, что их применение эффективно, если расстояние перфорации до водоносного пласта 3 м, а диаметр каверн не превышает 0,25 м.

При толщине разобщающей перемычки 3 м возникают сложности с установкой пакера, т.к. существующие методы контроля не обеспечивают точную установку пакера, обусловленные тем, что довольно трудно подсчитать удлинение колонны под действием растягивающих нагрузок и температуры, а также разного характера деформации при удлинении каротажного кабеля и бурильных труб. В среднем удлинение эксплуатационной колонны O 146 мм достигает 1 м на каждые 1000 метров.

Наибольшую сложность при качественном креплении скважин представляют тонко переслаивающие пласты с внутрипластовыми водами. В этом плане заслуживает внимание метод основанный на разнопьезопроводности водных и нефтяных пластов отличающихся друг от друга в 50 раз.

Технико-технологические факторы

Доказано, что даже при скорости 3 м/с глинистая корка не удаляется. При механической очистки с помощью скребков иногда случаются поглощения или прихваты колонн, поэтому заслуживают внимание рекомендации не очищать корку, а упрочнять ее путем химической обработки или применения тампонажных растворов на полимерной основе, фильтрат которых способен отверждаться, упрочняя при этом корку. Однако такая технология не приемлема в ПЗП.

Кривизна и перегибы ствола

Качественное крепление наклонно-направленных скважин осложняется тем, что ствол всегда осложнен перегибами, желобными выработками, кавернами, осадками твердой фазы на нижней стенке ствола.

С отфильтровыванием части жидкости затворения в проницаемые породы и усадкой цементного камня связано возникновение 80 % микрозазоров размером 0,07-0,14 мм.

Существенное влияние оказывает изменение давления за колонной в процессе ОЗЦ, связанное с опережающим схватыванием цементного раствора против хорошо проницаемых пластов.

Отрицательное влияние оказывает подогрев продавочной жидкости, воды затворения и тампонажного раствора. Для предупреждения возникновения осложнений рекомендуется использовать незамерзающие продавочные жидкости и минерализованные тампонажные растворы с пониженным водоцементным отношением.

Общими мероприятиями по улучшению состояния контакта являются:

Ликвидация таких зон возможных воздействием на них высоконапорных струй жидкости или использование эксцентриковых устройств.

Вращение и расхаживание колонны

В большинстве случаев эти технологические операции не проводятся вследствие отсутствия соответствующего оборудования , а также недостаточной прочности колонн. Для обеспечения безаварийного расхаживания прочность колоны должны рассчитываться с коэффициентом запаса прочности на растяжении равным 1,6 (без учета плавучести).

Эффект вращения существенен при частоте вращения до 35 об/мин. При скорости подъема 0,2-0,3 м/с, и плавного спуска без рывков при скорости 0,4-0,5 м/с перед остановкой опасения разрыва обсадной колонны не обоснованы. Эффективность цементирования при расхаживании и вращении колонны увеличивается на 15-20 %, успешность на 90 %. Не рекомендуется вращение и расхаживания колонны при осложнениях ствола вызванных сужениями, резкими перегибами, большими азимутальными углами искривления, использовании утяжеленного бурового раствора.

Характеристика контакта цементного камня с колонной

Качество формируемого цементного камня

Важным условием надежного разобщения пластов является предупреждение фильтрации пластового флюида через поровое пространство твердеющего раствора. Для этих целей используются:

Буферные жидкости

Для повышения степени заполнения заколонного пространства тампонажным раствором важен правильный выбор типа и объема буферной жидкости.

Объем буферной жидкости для эффективной очитки затрубного пространства зависит от времени контакта и определяется как произведение:

Время контакта играет существенную роль в эффективности цементирования. При времени контакта менее 7 мин в 50 % случае качество цементирования было неудовлетворительным и требовалось повторное цементирование.

Полноту вытеснения бурового раствора можно существенно увеличить, если в качестве буферной жидкости использовать нефть или дизельное топливо.

Добавление в буферную жидкость кварцевого песка с фракциями 0,2-0,8 мм в количестве 5-20 % (по массе) приводит к турбулизации потока даже при низких скоростях движения.

Технологические параметры цементирования

Высокая степень вытеснения может быть достигнута и при низких скоростях течения при условии определенного соотношения реологических параметров контактирующих жидкостей. Турбулентный режим потока возможен при условии:

При меньшем значении скорости потока существует струйный режим.

Существенное значение на степень вытеснения играет эксцентричность колонн, в наклонной под углом 30? скважине даже при скорости восходящего потока 3 м/с полнота вытеснения не превышает 70 %, а при скорости 0,4-0,7 м/с площадь цементного кольца составляет всего 40%.

Лучшее вытеснение бурового раствора происходит при меньшей разнице плотностей растворов, но при большей скорости закачивания тампонажного раствора.

Технологическая оснастка

Качество работ значительно повышается при совместном использовании центраторов и скребков.

В этом случае число ремонтных работ снижается с 60 % до 16%.

Если вследствие деформации диаметр центраторов уменьшается до диаметра долота, то эффективность их применения будет незначительна и образование застойных зон предупреждается при коэффициенте кавернозности не превышающим 1,1-1,3. Поэтому, для увеличения степени замещения цементный раствор необходимо прокачивать при высоких скоростях его течения, обеспечивая турбулентный режим.

Для упрощения технологической оснастки обсадных колонн и повышения их жесткости предложена конструкция центратора-турбулизатора, представляющий собой центратор, у которого планки относительно их средней части развернуты во взаимно противоположные стороны, что обеспечивает турбулизацию потока.

На практике число элементов технологической оснастки не превышает 50, хотя для качественного цементирования их число должно быть в 2 раза больше.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Термобарические условия ( пластовые давления и температура) являются важной характеристикой условий залегания скоплений нефти и газа в земной коре. Температура существенно влияет на свойства нефти и газа в пластовых условиях. [1]

Пластовые термобарические условия некоторых северных месторождений близки к равновесным условиям гидратообразования. Поэтому даже незначительное нарушение термобарического режима призабойной зоны таких месторождений может привести к тампонированию ее гидратами. [2]

Термобарические условия Восточной Туркмении резко отличаются от многих нефтегазодобывающих районов Союза. Газовые горизонты залегают на больших глубинах, обуславливая высокие пластовые температуры и давления в продуктивных горизонтах. [3]

Такие термобарические условия позволяют проводить внутритрубную абсорбцию даже с низкоэффективным абсорбентом, которым является выветренный конденсат. [5]

Если термобарические условия пласта выше области начала выпадения асфальтенов, а забойное давление находится в области выпадения асфальтенов, то в таких условиях, наряду с выпадением парафинов, происходит частичное выпадение асфальтенов в ПЗП и НКТ. [7]

Таким образом, термобарические условия залегания скоплений углеводородов разных типов в целом отличаются. Но основываясь только на этих данных, можно более или менее достоверно прогнозировать лишь области преимущественно газовых скоплений. [8]

По мнению большинства ученых, необходимые термобарические условия могут возникать только при погружении осадков на определенную глубину. В противном случае потенциально нефтегазоносные комплексы могут не использовать своих нефтегазопроизводящих возможностей, вследствие чего в таких областях скопление углеводородов будет практически отсутствовать. Так, А. А. Трофимук и др. [1984] приводят такие данные. [9]

С иных позиций рассматривал термобарические условия образования углеводородов другой исследователь, И. В. Гринберг, выступивший в середине 60 - х годов с баровакуумной гипотезой. [10]

В том случае, если термобарические условия пласта находятся в области выпадения асфальтенов, то и в ПЗП, и при подъеме продукции выпадения асфальтенов не избежать. [11]

Кроме самих физических процессов, иногда моделируют термобарические условия , в которых протекают эти процессы. Для этой цели используют специальные установки, позволяющие моделировать температуру залегания горных пород, геостатическое и пластовое давление. [12]

Существовавшие ранее ( во время формирования нефтей) различные термобарические условия не противоречат выводам, сделанным ранее ( см. выше), т.е. наличие существенно неоднородных полей температур и давлений было возможно в прошлые геологические эпохи и существуют они и в настоящее время. Это подтверждает вывод о пластово-бло-ковом строении глубоких частей разреза и о существовании границ между блоками. [13]

На фазовое состояние У В оказывают влияние не только термобарические условия среды , на и состав вмещающих пород, присутствующих вод. Аналогично тому, как существует критическая температура существования жидкой фазы воды - 375 С может быть установлена критическая температура существования УВ, которая будет, по-видимому, разная для УВ с разным молекулярным весом. В соответствии с критическими константами индивидуальных УВ при температуре примерно 200 С и давлении 100 кгс / см2 ( глубина 5 - 8 км) в газообразное состояние переходят бутан, пропан и другие компоненты. [14]

На показатели разработки оказывают влияние природные факторы, определяющие термобарические условия поведения пластовых смесей , и выбор метода разработки газоконденсатных месторождений. [15]

Термобарические условия природных резервуаров

Одними из важнейших характеристик природных резервуаров являются пластовое давление и пластовая температура.
Пластовым называется давление (рпл) которое испытывают жидкие и газообразные флюиды в природных резервуарах. Знание величины пластового давления очень важно, как при проведении теоретических исследований, в частности прогнозирования нефтегазоносности недр, научно обоснованного проектирования разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений, так и при решении практических задач, связанных с эксплуатацией месторождений, бурения скважин и т.д.
Пластовое давление характеризует энергетическую емкость залежей нефти и газа в недрах и определяет силу, движущую флюиды в пласте. Различают статическое и динамическое пластовое давление.
Под статическим подразумевается давление в резервуаре, если в нем не происходит движение подземных вод. Динамическое пластовое давление - это давление в пластовом резервуаре, в котором происходит движение пластовых вод из-за связи пластового резервуара с земной поверхностью или наличием области разгрузки вод.
Различают гидростатическое и геостатическое давление. Гидростатическое давление характеризует вес столба жидкости от точки замера в природном резервуаре до земной поверхности, а геостатическое давление -вес вышезалегающих горных пород. Поэтому геостатическое давление иногда называют горным давлением. В геосинклинальных областях и предгорных прогибах, где тектонические движения проявляются наиболее интенсивно, определенную роль в формировании пластового давления играют также геотектонические напряжения, возникающие вследствие деформации слоев.
Выделяют также нормальное пластовое давление и аномальное пластовое давление. Аномальное пластовое давление может быть аномально низким IAH ПД) или аномально высоким (АВПД). Нормальное пластовое давление равно гидростатическому. Оно рассчитывается по формуле:

где рпл - пластовое давление; H - глубина пластового резервуара (глубина скважины); у - плотность пластовой воды.
На практике, для простоты, пластовое давление условно принимается равным высоте столба пресной воды и называется условно гидростатическим. Однако оно может существенно отличаться от расчетного в ту или иную сторону. Определение гидростатического пластового давления будет правильным только в том случае, если гидродинамическая система находится в статическом состоянии, причем поверхность зеркала пластовых вод в резервуаре (то есть пьезометрическая поверхность) должна быть горизонтальной. Однако в природе подземные воды, как правило, находятся в динамических условиях, и пьезометрическая поверхность наклонена в направлении движения вод. Для определения наклона пьезометрической поверхности, то есть направления движения подземных вод, пользуются приведенными (пьезометрическими) давлениями, определяемыми от уровня моря или от какой-либо иной условной поверхности до пьезометрической поверхности пласта-резервуара (рис. 8.39).

Давление флюидов в пласте определяется гидростатическим напором, так как после завершения литификации осадков, геостатическое давление (если пренебречь упругой деформацией пород), воспринимается главным образом скелетом породы-коллектора. Однако в ряде районов литификация осадков продолжается до сих пор. Поэтому на больших глубинах, где господствуют высокие давления, флюиды в пласте испытывают горное (геостатическое) давление вследствие отжатия воды из глинистых толщ в породы-коллекторы. Это является одной из причин возникновения аномально высоких пластовых давлений (АВПД).
В Предкавказье, Карпатах, Азербайджане, Юго-Восточной и Юго-Западной Туркмении и в ряде других нефтегазоносных регионах (особенно в районах, где проявляются неотектонические процессы) АВПД могут превышать расчетные гидростатические давления в 1,3-2 раза. Помимо геостатического давления, зависящего от мощности и плотности пород, перекрывающих резервуар, АВПД могут быть вызваны и другими причинами. Прежде всего, это - сообщаемость природного резервуара по разрывным нарушениям с подстилающими отложениями, где отмечены высокие давления. Большую роль в возникновении АВПД играют вторичные процессы, приводящие к уменьшению пористости пород-резервуаров. Определенную роль играет избыточное давление, обусловленное разницей в плотностях нефти и воды (в особенности газа и воды) в высокоамплитудных структурных ловушках и др,
В складчатых областях АВПД чаще всего образуются в результате не-отектонических процессов, а также из-за продолжающегося уплотнения горных пород. Кроме этого АВПД возникает из-за избыточного давления, возникающего на сводах высокоамплитудных ловушек, которые, например, на Апшероне, нередко достигают 2 км. Достаточно часто АВПД связаны с выклиниванием песчаных коллекторов или изоляцией их тектоническими нарушениями, затрудняющими связь с поверхностью.
Прогнозирование интервалов возможных проявлений АВПД и приближенная оценка их величины имеют большое практическое значение. Исследования В.М. Добрынина и BA. Серебрякова показывают, что комплекс промыслово-геофизических методов в ряде случаев позволяет прогнозировать АВПД при бурении глубоких скважин.
Значительно реже в пластах-коллекторах фиксируются аномально низкие пластовые давления (АНПД). Причинами их возникновения могут быть процессы выщелачивания, перекристаллизации пород и др., приводящие к увеличению объема пор в коллекторах (Н.А. Еременко).
Пластовая температура (Тпл). Для характеристики температурных условий недр используют три показателя - пластовая температура, геотермическая ступень и геотермический градиент (величина, обратная геотермической ступени).
Пластовую температуру изучают с помощью непосредственных замеров температуры в скважинах методом термометрии, причем замеры в пластах производят только после установления в них температурного равновесия.
Геотермическая ступень - это интервал в разрезе земной коры, замеряемый ниже зоны постоянной температуры, и в котором температура горных пород повышается на 1 °С.
Величина геотермической ступени в разных регионах и на различных глубинах неодинакова и колеблется в широких пределах - от 5 до 150 м. Среднее ее значение 33 м. Таким образом, в недрах земли приблизительно через каждые 33 м температура повышается на 1 °С.
Геотермическая ступень К определяется по формуле:

K= (Н - h)/(T - t),

где H - глубина замера температуры (м); h - глубина слоя постоянной температуры (м); T - температура на глубине Н, °C; t - среднегодовая температура воздуха на поверхности, °С.
Под геотермическим градиентом подразумевается прирост температуры на каждые 100 м углубления от зоны постоянной температуры.
В среднем геотермический градиент равен 3 °С, хотя в различных районах и на разных глубинах он колеблется от 0,6 до 10 °С. При прочих равных условиях на величину температурного градиента влияет теплопроводность пород, причем повышение теплопроводности пород ведет к снижению геотермического градиента, а уменьшение теплопроводности - к увеличению геотермического градиента. В разрезах, где преобладают менее теплопроводные глинистые породы, геотермический градиент выше, чем в соленосных или карбонатных породах.
Основным источником тепла в осадочном чехле является тепловой поток, идущий из мантии Земли. Тепловые потоки распределяются в соответствии со строением литосферы. Так, например, он имеют повышенное значение в рифтовых зонах, так как, как правило, рифты закладываются над мантийными диапирами. Дополнительным источником тепла являются радиогенные источники. Расчеты, проведенные Я.Б. Смирновым, показывают, что в среднем генерация радиогенного тепла в литосфере составляет около 10в-6 Вт/м3. Тепло генерируется и в самой осадочной толще в основном за счет гравитационного уплотнения пород, а также деформации горных пород, возникающей в результате тектонических процессов. Дополнительным источником тепла, как мы уже говорили, являются процессы нефтегазообразования, сопровождающиеся возникновением аномально высоких давлений в нефтегазопроизводящих отложениях и повышением температуры.
В зависимости от геологического строения, различные участки земной коры имеют неодинаковую тепловую характеристику. Причем максимальные значения геотермических градиентов характерны для складчатых зон, предгорных прогибов и молодых платформ, например, Предкавказье.
Минимальные значения геотермических градиентов характерны для древних платформ, например, Волго-Урал.
Следует также отметить, что с увеличением степени дислоцированности пластов, как правило, возрастает геотермический градиент. Например, по данным Д.И. Дьяконова на щитах геотермический градиент в среднем составляет 0,6-0,9 °С, а на платформах 0,9-2,5 °С. В областях альпийской складчатости, характеризующихся наиболее напряженной тектоникой, геотермический градиент колеблется в пределах 2,5-19 °С.
В пределах плит с гетерогенным (разновозрастным) фундаментом, как например Западно-Сибирская плита, максимальные геотермические градиенты достигают 4,2 °С. Такие значения зафиксированы на участках с герцинским основанием. Минимальные значения геотермических градиентов распространены в зонах более древнего, архейского, фундамента. Их значения, как правило, не превышают 3,3 °C.
Интересная картина изменений геотермического градиента наблюдается внутри крупных тектонических элементов (межгорных впадин и предгорных прогибов). В этих регионах положительные структурные элементы, например, поднятия, как правило, характеризуются повышенными значениями геотермического градиента. В этих же регионах в отрицательных структурах значения геотермических градиентов значительно ниже. Посмотрим, подтверждается или нет этот вывод на конкретной геологической структуре (рис. 8.41).
Сопоставляя структурные особенности Тахта-Кугультинского поднятия и характер изменения температуры на глубине 500 м видно, что максимальные температуры на этой глубине приурочены к своду складки, а минимальные - к ее крыльям. Из этого следует, что в данном конкретном случае линии равных значений пластовых температур (геоизотермы) в общих чертах отображают глубинное строение структуры, повторяя рисунок изогипс.

Определенную роль при распределении тепла в пределах как крупных структурных элементов, так и локальных поднятий, играет движение по резервуарам подземных вод. Пластовые воды, перемещаясь из депрессионных участков в более приподнятые, привносят туда некоторое количество тепла. Поэтому, например, в пределах локальных структур Апшеронского полуострова значения геотермической ступени возрастают от сводов к крыльям. Однако, повышение температуры от крыльев к сводам структур можно также объяснить анизотропией теплопроводности пород, обусловливающей лучшую теплопередачу по напластованию слоев, чем перпендикулярно к ним (Д.И. Дьяконов).
Интересная особенность выявлена при изучении распределения тепловых аномалий в различных регионах. Установлено, что практически во всех нефтегазоносных областях повышенные тепловые аномалии приурочены к зонам нефтегазонакопления. Так, например, по данным Г.А. Габриэлянца, на месторождениях нефти и газа Предкавказья и Волго-Урала превышение теплового потока, по сравнению с фоновым, составляет 10-20 %.
В пределах зон нефтегазонакопления Апшеронского полуострова, значения теплового потока практически в два раза выше фонового.
Следует особо отметить, что тепловых аномалий не отмечается на участках, примыкающих к зонам нефтегазонакопления и где промышленные скопления углеводородов отсутствуют.
В некоторых регионах наблюдается зависимость между пространственным распространением флюидов различного фазового состояния и температурными условиями недр. Так, например, в Днепровско-Донецкой впадине зоны преимущественного газонакопления характеризуются более высокими температурами по сравнению с зонами, где в основном распространены нефтяные месторождения.
По данным Ф.А. Макаренко и С.И. Сергиенко приуроченность положительных тепловых аномалий к зонам нефтегазонакопления объясняется выносом тепла из погруженных депрессионных участков при формировании залежей нефти и газа, а также процессами окисления нефти.
Выявление в скважинах участков с аномально высокими или аномально низкими температурами во многом облегчает работу нефтяников, так как они позволяют по наличию температурной аномалии на термограмме определить интервалы поступления газа из пласта в скважину. Кроме этого, с помощью термограммы можно уточнить высоту подъема цемента за колонной, которая фиксируется наличием положительной аномалии.
По термограммам можно оперативно коррелировать разрезы скважин, так как породы с различными литологическими характеристиками обладают разными параметрами теплоемкости и теплопроводности.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

В дальнейшем по мере увеличения количества осадочного материала в данном бассейне происходит постепенное погружение продуктов диагенетического уплотнения - керогена - на достаточно большие глубины и в более жесткие термобарические условия . [31]

Устойчивость нефтяной дисперсной системы зависит от множества факторов, к основным из которых следует отнести размеры ассоциативных и агрегативных комбинаций, растворяющую способность дисперсионной среды, термобарические условия существования системы . [32]

Составляющая часть системы месторождение - уровень, на котором объектом исследования служит пласт-коллектор - самостоятельный или имеющий зоны слияния с соседними пластами, и для которого эмерджентными свойствами являются некоторые виды неоднородности, гидропроводность, продуктивность, термобарические условия , размер запасов углеводородов, изучаемые в природном виде и после их изменения на разных этапах разработки ( обобщ. [34]

Геологические характеристики залежей углеводородов, определяющие возможный коэффициент конечного нефтеизвлечения, выбор системы разработки и динамику показателей разработки: условия залегания нефти и газа в недрах, тип, емкостные и фильтрационные характеристики коллекторов, их поверхностные свойства, физико-химические свойства флюидов, термобарические условия , природный режим залежи. [35]

Еще раз отметим, что на входе дожимной насосной станции ( ДНС) или в любом сечении потока добываемой скважинной продукции ( скважине, выкидном трубопроводе, замерной установке) реально можно оценить ( расчетными методами) объемный расход продукции только в том случае, если достаточно достоверно определены термобарические условия , в которых находится добываемая продукция. [36]

При относительно молодом ( послеюрском) седиментогенезе на больших глубинах песчано-алевритовые породы могут сохранять бла-гоприятные коллекторские свойства ( в первую очередь емкость), тогда как в более древних породах эти свойства практически исчезают за СЧ. Жесткие термобарические условия больших глубин оказывают влияние на фазовое соотношение углеводородов, повышая долю газообразных Е их общем балансе. С увеличением глубины наблюдается уменьшение размеров ловушек, преобладающим типом которых становятся сложнопостроенные, связанные с тектоническим экранированием, литологическим выклиниванием. [37]

В соответствии с изложенной в главе 6 методикой получена модель пластовой нефти, давление начала кипения которой при температуре 111 8 С равно 56 19 МПа. Эти термобарические условия соответствуют ГНК месторождения Кокдумалак. [38]

Фазовая диаграмма позволяет определять основные особенности поведения смесей углеводородов при изменении пластового давления и температуры в процессе разработки залежи. Например, если термобарические условия месторождения таковы, что координаты точки, соответствующей давлению и температуре, лежат на диаграмме левее крикондентермы Cj. [39]

Априорная оценка влияния загрязнения пласта на показатель качества вскрытия определяется по данным лабораторных исследований при фильтрации бурового раствора через естественные образцы породы. При этом должны соблюдаться термобарические условия пласта . [40]

Известно [45, 46, 48], что термобарические условия образования гидратов в нефтяной скважине зависят от многих факторов, в частности, температуры и давления в продуктивном пласте, дебита нефти и обводненности продукции, количества газа и его состава, коэффициентов теплопроводности и теплопередачи труб, цементного раствора и пород, окружающих скважину и др. Большинство из перечисленных факторов являются постоянными характеристиками скважины в процессе ее разработки. В то же время изменяются деби-ты скважины, обводненность продукции, пластовые и забойные давления. [41]

Применяемые методы определения исходной информации для обеспечения ввода в разработку месторождений природных газов характеризуются в основном тем, что позволяют произвести оценку искомых параметров залежи применительно к начальным условиям: разработки. В процессе разработки залежи изменяются термобарические условия , что приводит к изменению физических свойств продуктивных коллекторов и насыщающих их флюидов, а это в свою очередь - к изменению условий фильтрации газа и изменению состава добываемого сырья. [42]

Решение этой задачи изложено в / 6 / и заключается в следующем. Пусть известен состав углеводородной части паровой фазы и забойные термобарические условия . Требуется определить количество воды в паровой фазе и состав жидкой водной фазы. Ясно, что для решения этой задачи недостаточно уравнения фазовых концентраций в форме Рэчфорда и условий равенства летучестей компонентов в фазах, а требуется еще одно соотношение. Таким соотношением является отношение объема жидкой водной фазы к сумме объемов паровой и жидкой фаз, которое представляет собой насыщенность пласта связанной водой, величина которой обычно известна. [43]

Решение этой задачи изложено в / б / и заключается в следующем. Пусть известен состав углеводородной части паровой фазы и забойные термобарические условия . Требуется определить количество воды в паровой фазе и состав жидкой водной фазы. Ясно, что для решения этой задачи недостаточно уравнения фазовых концентраций в форме Рэчфорда и условий равенства летучестей компонентов в фазах, а требуется еще одно соотношение. Таким соотношением является отношение объема жидкой водной фазы к сумме объемов паровой и жидкой фаз, которое представляет собой насыщенность пласта связанной водой, величина которой обычно известна. [44]

При определении kn no AK используют статистические связи между интервальным временем Д / и значением kn кеон рассчитанным по данным керна. Эти связи учитывают степень сцементиро-ванности, глинистость пород, термобарические условия и свойства насыщающей породы жидкости. [45]

Нефть, Газ и Энергетика

Природная группа факторов: термобарические условия в скважине, тектонические нарушения, ФЕС коллектора и степень его неоднородности, положение продуктивных пластов по отношению к подошвенным и пластовым водам.

Технико-технологические факторы:

состояние ствола скважины (интервалы проявлений и поглощений, кавернозность, кривизна и перегибы ствола, толщина фильтрационной корки);

Организационные факторы:

уровень квалификации членов тампонажной бригады;

Действие температур

Рост температуры с 20 до 75ºС обеспечивает увеличение прочности цементного камня в течении всего периода твердения. Увеличение температуры до 110ºС приводит к снижению прочности с одновременным увеличением проницаемости цементного камня. Другой причиной увеличения проницаемости цементного камня является усадка в процессе твердения, вследствии содержания в портландцементе до 60 % оксида кальция и последующего его выщелачивания гидрооксида кальция при его взаимодействии с кальцийсодержащими пластовыми флюидами.

На месторождении с АВПД наиболее опасны заколонные нефтегазопроявления. Для их предупреждения необходимо:

закачивание в скважину разнотемпературных пачек цементного раствора, отличающихся по времени схватывания на 2ч, обеспечивающее быстрое твердение нижней части столба цементного раствора и исключающее прорыв газа;

Расположение продуктивного пласта

При толщине разобщающей перемычки 3 м возникают сложности с установкой пакера, т.к. существующие методы контроля не обеспечивают точную установку пакера, обусловленные тем, что довольно трудно подсчитать удлинение колонны под действием растягивающих нагрузок и температуры, а также разного характера деформации при удлинении каротажного кабеля и бурильных труб. В среднем удлинение эксплуатационной колонны Ø 146 мм достигает 1 м на каждые 1000 метров.

Технико-технологические факторы

Кривизна и перегибы ствола

Указанные причины не позволяют качественно вытеснять буровой раствор, и даже применение центраторов не гарантирует соприкосновение обсадной колонны со стенками скважин с оставлением протяженных «защемленных» зон бурового раствора.

Общими мероприятиями по улучшению состояния контакта являются:

снижения давления до атмосферного сразу после продавливания раствора;

Вращение и расхаживание колонны

В большинстве случаев эти технологические операции не проводятся вследствие отсутствия соответствующего оборудования, а также недостаточной прочности колонн. Для обеспечения безаварийного расхаживания прочность колоны должны рассчитываться с коэффициентом запаса прочности на растяжении равным 1,6 (без учета плавучести).

Характеристика контакта цементного камня с колонной

избыточное давление в колонне в период ОЗЦ;